БУРОВОЙ РАСТВОР НИЗКОЙ ПЛОТНОСТИ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, в которых в качестве облегчающих добавок используются твердые газонаполненные частицы низкой плотности.

Известные рецептуры растворов с низкой плотностью, содержащие глину, стабилизатор, пластмассовые микробаллоны, модифицированные органоалюмосиликанатом натрия, и воду [1]. Недостатком такого раствора является низкая прочность пластмассовых микробаллонов, вследствие чего под давлением повышается плотность, ухудшаются технологические свойства раствора.

Наиболее близким аналогом (прототипом) по назначению, технической сущности и совокупности признаков к заявляемому буровому раствору является несжимаемый облегченный полыми микросферами буровой раствор низкой плотности [2], содержащий, мас.%:

Недостатком этого известного бурового раствора является большое содержание в нем бентонита, вследствие чего для снижения плотности требуется также большой расход микросфер. Раствор имеет большую толщину и повышенную проницаемость фильтрационной корки, низкие структурно-механические свойства, не стабилен - микросферы всплывают и скапливаются у поверхности раствора. Эти недостатки снижают показатели бурения и качество вскрытия продуктивных пластов.

Техническая задача, стоящая при создании изобретения, - повышение качества вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями и предупреждение осложнений при бурении.

Техническим результатом данного изобретения является повышение качества бурового раствора за счет улучшения его изолирующих, реологических свойств, стабильности, в совокупности обеспечивающими сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при его вскрытии.

Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, содержащий бентонит, стабилизатор, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, алюмосиликатные микросферы и воду, дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок», ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор может содержать 1,0-1,4% карбоксиметилированного крахмала.

Указанный состав является основой бурового раствора, в зависимости от условий бурения в него могут быть введены дополнительно смазочные добавки, пеногасители.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод о том, что заявляемый буровой раствор отличается от известного дополнительным содержанием гидролизованного полиакрилонитрила «унифлок», ксантанового биополимера и гидрофобизатора. Кроме того, он отличается от известного также количественным соотношением компонентов. Поэтому заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна».

В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор плотностью 0,89-0,98 г/см³ с оптимальными технологическими параметрами, соответствующими условиям вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями. В то же время этот раствор в сравнении с раствором-прототипом содержит в 2 и более раз меньше твердой глинистой фазы. За счет снижения содержания глинистой фазы необходимые значения плотности бурового раствора достигаются при меньшем содержании облегчающей добавки - микросфер. Взаимное влияние компонентов друг на друга обеспечивает снижение толщины, проницаемости фильтрационной корки, способствует гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярного давления в порах, уменьшению фильтрации и сохранению первоначальной проницаемости пласта.

Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в заданном соотношении, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

В заявляемом составе бурового раствора в качестве облегчающей добавки использовали алюмосиликатные полые микросферы - АСПМ марки МС-400, плотностью 0,6 г/см³ производства ЗАО «Гранула» (г.Екатеринбург).

Ксантановый биополимер является микробным экзополисахаридом, выпускается за рубежом под различными торговыми марками: Родопол, Saboksan, Биоксан, Ceroga, Duovis, Biolam, Alknol и др., но имеет одни и те же физико-химические и технологические свойства. Нами в экспериментах использовались Родопол, Saboksan и Ceroga. Принципиальных отличий по свойствам между ними нет.

В качестве гидрофобизаторов могут быть использованы поверхностно-активные вещества как ИВВ-1, Нефтенол-ГФ, Неонол БС-1 и др. Они обычно используются при обработке призабойной зоны скважины.

Раствор готовят следующим образом.

В воде диспергируют бентонит. Затем раствор обрабатывают заранее приготовленными водными растворами биополимера, КМЦ и «унифлока». При тщательном перемешивании в состав вводят гидрофобизатор. Состав перемешивают до окончания взаимодействия компонентов с глинистой фазой, что фиксируется по прекращению повышения вязкости раствора.

После этого в раствор добавляют алюмосиликатные полые микросферы и перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.

Пример приготовления бурового раствора (состав 2).

В 589 мл технической воды диспергируют 10 г бентонита, затем в глинистую суспензию при постоянном перемешивании последовательно добавляют 100 мл биополимерного раствора с концентрацией 1,0%, 160 мл 5%-ного водного раствора КМЦ и 40 мл 5%-ного водного раствора «унифлока». Затем добавляют 1,0 г гидрофобизатора ИВВ-1. Перемешивание продолжают до стабилизации вязкости полученной композиции, после чего добавляют 100 г алюмосиликатных полых микросфер МС-400. Перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.

В результате получают буровой раствор низкой плотности со следующим соотношением компонентов, мас.%: бентонит 1,0; КМЦ 0,8; «униф-лок» 0,2; ксантановый биополимер Родопол 0,1; гидрофобизатор ИВВ-1 0,1; алюмосиликатные полые микросферы МС-400 10,0; вода остальное.

Аналогичным образом готовят растворы с различным соотношением компонентов. Состав и свойства заявляемого и известного облегченного бурового раствора представлены в табл.1 и 2.

Как видно из табл.1 и 2 заявляемый буровой раствор количественно и качественно отличается от раствора-прототипа. За счет высоких значений статического напряжения сдвига и реологического критерия предложенный раствор образует прочную структуру, обеспечивающую высокую стабильность раствора, вынос выбуренной породы и качественную очистку ствола.

Таблица 2 Свойства растворов Состав растворов Свойства растворов Плотность, (d), г/см3 Условная вязкость, (Т), с CHC1/10, дПа Показатель фильтрации, см3/30 мин рН Пластическая вязкость, (ηпл), мПа·с Динамическое напряжение сдвига, (τ0), дПа Реологический критерий, , c-1 Стабильность раствора в течение 1 суток, dниз/dверх 1 0,98 83 22/28 5,2 10,0 24,5 171 697 0,98/0,98 2 0,96 130 29/36 4,8 9,9 28,0 223 797 0,96/0,96 3 0,93 120 34/43 4,4 9,8 33,6 289 860 0,93/0,93 4 0,89 156 38/52 4,0 9,8 36,6 337 921 0,89/0,89 5 0,99 146 36/38 4,2 9,8 16,4 124 756 0,90/0,90 6 0,90 160 72/86 4,2 10 36,0 288 800 0,96/0,96 7 0,96 123 27/34 4,6 9,9 29,0 196 676 0,96/0,96 8 0,96 133 33/38 4,7 9,9 31,0 216 696 0,98/0,98 9 0,98 62 23/29 5,0 9,7 22,0 156 709 0,96/0,96 10 0,96 77 21/26 4,5 9,6 30,0 125 416 0,89/0,89 11 0,89 144 37/49 4,1 9,7 32,0 192 600 0,96/0,96 12 0,96 50 22/34 3,8 9.8 20,0 118 590 0,95/0,95 13 0,95 77 31/26 4,7 9,9 28,0 148 528 0,96/0,96 14 0,96 70 36/48 4,3 9,4 18,5 170 920 0,96/0,96 15 0,96 53 38/53 3,5 10,7 17,0 120 705 0,94/0,94 16 0,90 101 24/31 2,8 9,6 42,0 158 376 0,94/0,93 17 0,93 144 34/38 4,1 9,7 46,0 197 428 0,92/0,89 По прототипу 18 0,90 78 15/33 3,7 8,8 27,0 81 300 0,95/0,91 19 0,93 86 31/61 2,8 8,5 33,0 102 309 0,98/0,93 20 0,86 172 3/12 3,4 8,9 24,0 38 158 0,90/0,85 21 0,96 150 45/71 2,5 8,6 41,0 99 241 -

Содержание алюмосиликатных микросфер в растворе меньше 5% приводит к несущественному снижению плотности раствора, а повышение содержания более 20% значительно ухудшает его реологические свойства. Содержание других компонентов больше или меньше указанных пределов также ухудшает технологические свойства растворов, поэтому указанные пределы содержания ингредиентов в растворе являются оптимальными. Свойства растворов с одним и тем же количеством микросфер, но с разными биополимерами мало отличаются друг от друга (составы 2, 7 и 8). Вместо КМЦ в растворе в качестве стабилизатора может быть использован карбоксиметилированный крахмал (КМК) в количестве 1,0-1,4% (составы 9 и 17) как с Родополом, так и с другими биополимерами.

За счет преимущественно полимерной структуры заявляемого раствора обеспечивается высокая стабильность - плотность растворов в верхней и нижней частях не отличаются друг от друга, тогда как в растворах по прототипу плотности отличаются на 0,03-0,05 г/см³ (табл.2). Определение изолирующей способности заявляемого бурового раствора и раствора-прототипа провели следующим образом. После определения водоотдачи бурового раствора на пресс-фильтре слили раствор и промыли ячейку прибора технической водой. Затем в динамике наблюдали за фильтрацией технической воды через фильтрационную корку, образованную буровым раствором, и по формуле Дарси рассчитали проницаемость фильтрационной корки по воде.

При фильтрации предлагаемого раствора образуется тонкая плотная фильтрационная корка, а раствора-прототипа рыхлая толстая корка. Соответственно, объем воды, профильтровавшейся через корки, равны 2,0 и 5,0 мл. Проницаемость фильтрационной корки, образованной предлагаемым раствором, в 4,93 раза меньше, чем у фильтрационной корки, образованной раствором-прототипом (табл.3).

Исследования на установке УИПК-1М предлагаемого состава (№№2 и 12) показали, что после фильтрации раствора проницаемость керна Северо-Конитлорского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» пласт 2-3 БС-10 восстанавливается на 85-99%.

Такие высокие значения коэффициента восстановления проницаемости обеспечивают повышение качества вскрытия низконапорных продуктивных пластов.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1661185, кл. С09К 7/02, 1991.

2. Несжимаемые, облегченные полыми микросферами, буровые растворы низкой плотности. / Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Растегаев Б.А. // Тр. / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар. - 2002. - Вып.8. - с.49-61.